Выбор типа и марки насоса 15

Выбор насоса 15

Выбор типа и марки насоса 15

2.2 Характеристики альтернативных центробежных насосов 19

2.3 Пересчет характеристик насоса с воды на вязкую жидкость 21

2.4 Регулирование работы насоса 21

2.5 Определение допустимой высоты всасывания центробежного

насоса и кавитационного запаса сети 21

2.6 Подбор электродвигателя 23

3 Описание насосной установки 24

Список используемой литературы 26

Насосами называют машины, предназначенные для перекачки жидкостей и передачи им энергии. Насосы по характеру действия на жидкость делятся на группы:

а) центробежные;

б) пропеллерные;

в) вихревые;

г) непосредственного действия;

д) гидравлический таран;

е) струйные;

ж) эрлифты;

В нефтяной промышленности в основном применяются поршневые, плунжерные, ротационные и центробежные насосы. Применение вихревых насосов ограничено небольшой производительностью их вследствие низкого КПД, кроме того, они требуют незагрязненных жидкостей в виду необходимости обеспечения малых зазоров между колесом и стенками корпуса.

Ротационные насосы применяются для незагрязненных жидкостей в пределах вязкости от 1 до 1000 ВУ, давлении 100 атм и производительности до 100 м³/ч.

Центробежные насосы имеют следующие основные достоинства:

а) равномерность подачи;

б) широкие пределы регулирования работы насоса при относительно высоком КПД;

в) возможность непосредственного соединения насосов с быстроходными двигателями с любым числом оборотов;

г) уменьшенные габариты и вес насоса, компактность насосного агрегата, малые производительные площади и капитальные затраты;

д) возможность полной автоматизации и дистанционного управления;

е) простота и надежность в эксплуатации.

Недостатки центробежных насосов:

а) не может начать работать без заполнения жидкостью корпуса насоса и всасывающего трубопровода;

б) большая чувствительность в отношении неплотностей во всасывающем трубопроводе при работе насоса с разряжением на приеме;

в) относительно низкий КПД при малых подачах с относительно большими напорами и при перекачке вязких жидкостей.

Насосы для нефтяной и химической промышленности должны удовлетворять следующим требованиям:

а) надежность в работе и долговечность;

б) экономичность в эксплуатации;

в) удобство при монтаже и демонтаже;

г) минимальное количество деталей и полная их взаимозаменяемость;

д) минимальный вес и габариты;

е) возможность изменения характеристик в широком диапазоне;

ж) работать с возможно меньшей величиной подпора.

Бесперебойная работа центробежных насосов зависит от четырех факторов:

а) правильной конструкции;

б) точности изготовления;

в) качества монтажа;

г) правильной эксплуатации.

В основном центробежные насосы можно разделить на группы:

а) холодные - с температурой перекачиваемой жидкости до 250°С;

б) горячие - с температурой перекачиваемой жидкости от 250°С до 400°С;

в) кислотные и щелочные;

г) для перекачки сниженных нефтяных газов;

д) для перекачки воды.

Эти группы насосов можно разделить на низконапорные (одноступен-чатые), средненапорные (двух- и многоступенчатые) и высоконапорные (многоступенчатые) насосы.

В свою очередь каждая из этих групп подразделяется на насосы малой производительности (до 100 м³/ч) и большой производительностью (от 100 м³/с и выше).

Конструкция корпуса центробежного насоса определяется тремя основными факторами: температурой, давлением и характером перекачиваемой жидкости.

Маркировка насосов нормального ряда:

первая цифра - диаметр всасывающего патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз и округленный;

Н - нефтяной;

Г - горячий;

Д - первое колесо двухстороннего входа;

В - вертикальный;

К - консольный;

КЭ - консольный, смонтированный на электродвигатель;

вторая цифра - коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз и округленный;

третья цифра - число ступеней;

К - кислотный;

С - для сжиженных газов.

Примеры обозначения и маркировка насосов (ГОСТ 12878-67):

НК 560/335-120В1бСОПТВ2,

где НК 560/335-120 - типоразмер;

В1бСОПТВ2 - исполнение.

ГОСТ 10168 - 68 регламентирует типы и исполнение центробежных химических насосов

Х - химический консольный на отдельной стойке;

АХ - химический консольный на отдельной стойке для перекачивания абразивных жидкостей;

ХГ - химический герметичный моноблочный с электродвигателем;

ХП - химический погружной;

ПХП - химический, погружной, с выносными опорами, для перекачки пульп;

ПХА - химический, погружной для перекачки абразивных жидкостей.

Пример обозначения и маркировки насоса:

4АХОВ-9И1-2г,

где 4 - диаметр всасывающего (напорного у погружных и геометрических насосов) патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз;

АХ - тип насоса;

О - корпус насоса обогреваемый;

В - вертикальное положение оси вала;

9 - коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз;

И - материал проточной части насоса;

1 - диаметр рабочего колеса;

2г - уплотнение вала.

В марке герметичного насоса вместо обозначения уплотнения указывают мощность электродвигателя и его исполнение в зависимости от температуры перекачиваемой жидкости и давления на входе в насос. Например: 4ХГВ-6А-40-4.

1 Расчёт характ

1-резервуар склада; 2 - насос; 3 - трубопровод всасывающий; 4 - трубопровод нагнетательный; 5 -задвижка; 6 - фильтр; 7 - диафрагма; 8- клапан регулирующий; 9,10- теплообменники;11-резервуар.

Рисунок 1- Схема насосной установки для подачи Поповской нефти в колонну

Таблица – 1 Исходные данные

Примечания.

1. Сопротивление фильтра DР_ф = 0,15 МПа.

2. Потеря давления в диафрагме DР_д = 0,03 МПа.

3. Потеря давления в регулирующем клапане DР_к = 0,12 МПа

4. Сопротивление одного теплообменника DР_т = 0,05 МПа

1.1 Обработка исходных данных.

Определим удельный вес Ашировской нефти g, кг/м³ при заданной температуре перекачки t=60°C согласно [7.c.2] по формуле:

g_t=g₂₀-a(t-20), (1)

где g₂₀- удельный вес жидкости при температуре 20°С согласно [3.с.14];

a- температурная поправка при t=1°С.

Удельный вес Ашировской нефти g₂₀, Н/м³ определим по формуле:

g₂₀ = r₂₀×g

где: r₂₀- плотность жидкости при температуре 20°С;

g - ускорение свободного падения, м/с² .

Согласно [3.с.14] r₂₀ = 808,8 кг/м³

После подстановки числовых значений в формулу получим:

g₂₀=860×9,81=7926 Н/м³

Определим температурную поправку a в зависимости от удельного веса g, Н/м³ согласно [4.c.420]:

a=0,000778

После подстановки числовых значений в формулу (1) получим:

g₆₀ = 0,86 – 0,000712(30-20) =0,7614 г/cм³=7614 Н/м³

Кинематические коэффициенты вязкости Ашировской нефти согласно [3.c.14] при температуре t=20°C n₂₀=4,27 сСт=4,27×10^-6 м²/с и при температуре t=60°C n₆₀=2,34 сСт=2,34×10^-6 м²/с

Коэффициент крутизны вискограммы и определим согласно [7.с.3] по формуле:

,(2)

где ν₁ = 13,20 мм²/с, ν₂ = 6,10 мм²/с, t₁ = 20 °С, t₂ = 50 °С,

тогда

Кинематический коэффициент вязкости ν, мм²/с при температуре t=30°C определим согласно [7.c.3] по формуле Филонова:

(3)

где ν₁ – кинематический коэффициент вязкости при t₁ = 20 °С; ν₁ = 13,20 м²/с,

тогда

1.2 Определение диаметров труб всасывающей и нагнетательной линий.

Скорости во всасывающем и нагнетательном трубопроводах при вязкости нефти n=1,915 мм²/c принимаем согласно [4.c.263] по табл. 33.

V_вс=1,5 м/c, V_наг=2,5 м/c.

Расчетный внутренний диаметр определим согласно [7.c.3] по формуле:

, (4)

где Q_P – заданная расчетная подача согласно [7.с.23], м³/с;

V – скорость движения жидкости в трубах, м/с.

После подстановки числовых значений в формулу (4) получим:

По найденным расчетным внутренним диаметрам по ГОСТ 8732-70 [5.с.476] подобраем трубы с минимальной толщиной стенки так, чтобы d_ВН ³ d_Р:

нагнетательный трубопровод: труба 159×4,5×1250 кр – 20Х –ГОСТ 8732-78;

всасывающий трубопровод: труба 203×6×1250 кр – 20Х – ГОСТ 8732-78.

Так как Поповская нефть является сернистой нефтью, содержание серы 1,4% [3.с.15], (для сернистой нефти содержание серы 0,5–2,5% [8.с.53]), то согласно [5,с.480] для обоих трубопроводов выбрали материал - сталь 20Х.

Внутренний диаметр трубопровода , м, определили по формуле:

(5)

где d_Н - наружный диаметр трубопровода, м;

d - толщина стенки трубопровода, м.